Strukturendringer i petroleumsvirksomheten

Transkript

1 Strukturendringer i petroleumsvirksomheten Innhold INNHOLD INNLEDNING METODISKE UTFORDRINGER FIGURER, TABELLER OG KVANTITATIVE PARAMETERE GENERELLE UTVIKLINGSTREKK REFERANSESITUASJONEN ( ) BESKRIVELSE AV STATUS FOR RETTIGHETSHAVERE OG OPERATØRER PÅ NORSK SOKKEL Utvikling av rammebetingelsene Operatører/rettighetshavere på norsk sokkel Sammenslåingen mellom Statoil og Hydros petroleumsvirksomhet NORSK LEVERANDØRINDUSTRI Utvikling av norsk leverandørindustri Omsetningen i leverandørindustrien Sysselsetting, lokalisering og ringvirkninger Strukturen i leverandørindustrien Arbeidsformer og kontraktsstrategier i petroleumsindustrien Anskaffelser i StatoilHydro FOU I PETROLEUMSSEKTOREN Offentlig finansiert petroleumsforskning forvaltet av Norges forskningsråd Forskning finansiert over lisensene og Forsknings- og teknologirapporteringsavtalene (FoT) Immaterielle rettigheter (IPR) i petroleumsnæringen Statoil og Hydros FoU-satsing SYNSPUNKTER OG VURDERINGER FRA AKTØRENE I NÆRINGEN MANGFOLD OG KONKURRANSE Ulike faser av virksomheten De nye aktørene siden Vurderinger rundt sammenslåingen mellom Statoil og Hydro Myndighetenes virkemidler SAMARBEID I UTVINNINGSTILLATELSENE LEVERANDØRINDUSTRIEN Vurderinger rundt sammenslåingen mellom Statoil og Hydro Kontraktsformer og kontraktsstrategier Internasjonalisering av leverandørindustrien FORSKNING OG UTVIKLING Utviklingstrekk for forskning og utvikling Vurderinger rundt sammenslåingen mellom Statoil og Hydro Immaterielle rettigheter OPPSUMMERING AV AKTØRENES SYNSPUNKTER LITTERATURLISTE VEDLEGG 1: MANDAT VEDLEGG 3: INTERVJUGUIDE

2 1 Innledning Bakgrunnen for rapporten er ønsket om å følge strukturendringer på norsk sokkel fremover, herunder de som kan følge av sammenslåingen av Statoil og Hydros petroleumsvirksomhet. Strukturendringer må i denne sammenheng forstås som systematiske endringer i rammebetingelsene og sammensetningen av de ulike aktørene i norsk petroleumsvirksomhet. Endringer i denne sammensetningen er viktig for å vurdere mangfoldet og konkurransen i virksomheten. Sammenslåingen trådte i kraft 1. oktober 2007, og utgjør i seg selv en betydelig strukturendring i den norske petroleumsnæringen. Den førte til at de to største aktørene på norsk sokkel, de to største kundene til leverandørindustrien og de to viktigste utredningsmiljøene gikk sammen i ett selskap. De to selskapenes ulike vurderinger har bidratt til mangfold, som igjen har bidratt til økt verdiskaping i norsk petroleumsvirksomhet. Dynamikken mellom de to selskapene har også ført til at myndighetene har fått flere ulike premissleverandører å forholde seg til i sine vurderinger. På den annen side eksisterer det fortsatt et mangfold av aktører, og konsesjonsverket og stemmeregler i utvinningstillatelsene bidrar til at alternative synspunkter blir utredet og vurdert. Videre kan det sammenslåtte selskapets operatørskap gi muligheter til stordriftsfordeler og samordning, noe som kan bidra til god ressursforvaltning spesielt i modne områder på sokkelen. Regjeringen behandlet sammenslåingen i St.prp. nr. 60 ( ). Etter en helhetsvurdering av både positive og negative sider ved sammenslåingen, konkluderte Regjeringen med at sammenslåingen ikke ville føre til redusert verdiskaping på norsk sokkel. Sammenslåingen kan imidlertid på enkelte områder få konsekvenser som myndighetene må ta hensyn til i sin overordnede forvaltning av petroleumsressursene. I stortingsproposisjonen er særlig forholdet til leverandørindustrien og forskningsmiljøene nevnt. Stortinget behandlet stortingsproposisjonen om sammenslåingen i Innst. S. nr. 243 ( ), og sluttet seg 8. juni 2007 til regjeringens anbefaling om å godkjenne sammenslåingen. I proposisjonen ble det også varslet at regjeringen ville vurdere behovet for å styrke forvaltningen av petroleumssektoren. I statsbudsjettet for 2008 ble det bevilget midler til styrking av Olje- og energidepartementet (10 mill. kroner), Oljedirektoratet (20 mill. kroner) og Petoro (20 mill. kroner), samt Statens forurensingstilsyn (3,7 mill. kroner) og Petroleumstilsynet (12 mill. kroner). I sin behandling understreket regjeringen at myndighetene i tiden fremover vil følge med på hvordan sammenslåingen påvirker petroleumsvirksomheten på norsk sokkel, leverandørindustrien og forskningsmiljøene. Dette er bakgrunnen for at Olje- og energidepartementet har satt i gang prosjektet om strukturendringer i petroleumsnæringen. Rapporten inngår også som en del av arbeidet med å utvikle en nasjonal strategi for petroleumsnæringen. I mai 2007 tok daværende olje- og energiminister Odd Roger Enoksen initiativ til å utarbeide en nasjonal strategi for petroleumsnæringen. Initiativet har sitt utgangspunkt i Soria Moria-erklæringen, hvor regjeringen skriver at den vil utvikle nasjonale strategier for viktige norske næringer. Olje- og energiminister Enoksen ba petroleumsnæringen om innspill til strategien. Petroleumsnæringen, organisert i KonKraft, har satt i gang 6 prosjekter som skal utarbeide innspill til strategien. De seks prosjektene er: 2

3 Energinasjonen Norge Produksjonsutviklingen på norsk sokkel Internasjonalisering Petroleumsnæringen og klimaspørsmål Olje- og gassvirksomhet i nord Ringvirkninger av petroleumsvirksomheten I utviklingen av en nasjonal strategi ble det også ansett som viktig å se på strukturendringer på norsk sokkel, herunder endringer som følger av sammenslåingen mellom Statoil og Hydros petroleumsvirksomhet. Denne rapporten om strukturelle endringer i petroleumsnæringen kommer derfor i tillegg til de overfor nevnte prosjektene og gjennomføres i sin helhet av Oljeog energidepartementet. I mandatet (se vedlegg) for prosjektet presiseres det at formålet med prosjektet er å kartlegge strukturendringer generelt, men med hovedvekt på endringer som følger av sammenslåingen av Statoil og Hydros petroleumsvirksomhet. Det fremkommer at prosjektet skal beskrive en referansesituasjon , gi en status for strukturendringer i næringen etter 1. oktober 2007, samt kartlegge mulige strukturendringer i næringen fremover. Olje- og energidepartementets formål med prosjektet er å etablere en referansesituasjon som fremtidige endringer i sokkelaktivitetene, leverandørindustrien og forskningsmiljøene kan måles mot, samt innhente synspunkter og vurderinger fra aktørene i næringen om hvordan de ser for seg utviklingen i næringen fremover. Det er for tidlig å trekke noen klare konklusjoner om hvordan sammenslåingen mellom Statoil og Hydros petroleumsvirksomhet vil påvirke næringen. StatoilHydro har i 2007 og 2008 arbeidet med å legge strategier for virksomheten og har etablert en ny organisasjonsstruktur. 1 Rapporten er todelt. Først beskrives en referansesituasjon for petroleumsnæringen basert på kvalitative og kvantitative parametere. Hensikten med denne delen er å danne et grunnlag som en fremtidig situasjonsbeskrivelse kan vurderes opp mot. Deretter refereres de synspunkter og vurderinger et bredt utvalg av aktører i næringen har om hvordan strukturene i petroleumsnæringen vil kunne utvikle seg i årene fremover. Synspunkter og vurderinger som blir gjengitt er fra aktørene i petroleumsnæringen selv, representert ved 48 selskaper og organisasjoner, og er ikke synspunktene eller vurderingene til Olje- og energidepartementet. Aktørenes oppmerksomhet er i hovedsak rettet mot hvordan StatoilHydro vil påvirke næringen, men det er også en generell oppfatning at det er mange andre faktorer som er vel så viktige for hvordan næringen vil utvikle seg på sikt. Aktørenes synspunkter skal bidra til å identifisere utviklingstrekk som kan påvirke aktørbildet. Prosjektet er ikke ment å utgjøre en strategi for om eller hvordan man skal imøtekomme strukturendringer i petroleumsnæringen. Rapporten drøfter ikke systematisk hvilke strukturendringer som vil være positive eller negative for næringen og foreslår ikke tiltak som vil påvirke disse. I kapittel 5 er det imidlertid gjengitt hva ulike aktører i intervjurundene har foreslått av tiltak for å motvirke ulike strukturendringer. Endelig berører rapporten heller ikke 1 Omorganisering av landorganisasjonen ble gjennomført i 2007, og omorganisering av organisasjonen knyttet til offshoreinnretninger, forsyningsbaser og landanlegg er planlagt gjennomført i

4 hvilken betydning strukturelle endringer i næringen kan ha for helse, miljø og sikkerhet (HMS) i virksomheten. 2 Synspunkter og vurderinger fra aktørene ble formidlet i løpet av 2008, før problemene i finansnæringen fikk et betydelig omfang. Tallmaterialet og prognosene er også utarbeidet i denne perioden. Vurderingene i rapporten ble følgelig gitt før man fikk kjennskap til omfanget av den økonomiske utviklingen og er ikke revidert i etterkant. Olje- og energidepartementet vil i årene fremover ha en kontinuerlig oppmerksomhet rettet mot problemstillingene som beskrives i denne rapporten. Det vil være naturlig å gjennomføre prosjektet på nytt i nær fremtid. Ved en ny gjennomgang vil oppmerksomheten være rettet mot å undersøke hvorvidt de problemstillinger, hypoteser, håp og bekymringer som ble fremsatt i denne rapporten har inntruffet og hvordan man eventuelt skal imøtegå slike endringer. Mandat for prosjektet er gjengitt i vedlegg 1. 2 Petroleumstilsynet har i gang satt en egen undersøkelse med det formål å kartlegge og vurdere eventuelle HMSutfordringer relatert til aktørbildet generelt. Resultater fra denne undersøkelsen er dels sammenfallende, men også utfyllende i forhold til resultatene fra foreliggende prosjekt. Det vises forøvrig til Sintef Rapport Kartlegging av aktørbildet på norsk sokkel Tilbakemelding til selskapene, av

5 2 Metodiske utfordringer Rapporten skal kunne benyttes som et grunnlag for at man om noen år skal kunne peke på systematiske endringer i norsk petroleumsvirksomhet. Gjennom de fire siste tiår har man vært vitne til flere strukturendringer i næringen. I tillegg til sammenslåingen mellom Statoil og Hydros petroleumsvirksomhet er det en lang rekke andre faktorer som i større eller mindre grad påvirker strukturen i petroleumsnæringen. Helt sentralt står naturlig nok utviklingen i oljeprisen. Statoil og Hydros petroleumsvirksomhet ble slått sammen i en periode med høy oljepris og et svært høyt aktivitetsnivå i næringen. En slik situasjon medfører andre utfordringer enn det næringen kan stå overfor i en situasjon med lav oljepris og lav aktivitet. Andre faktorer som vil påvirke petroleumsnæringen og strukturene i næringen er utviklingen i kostnadsnivået, funn- og arealtilgang, teknologiutvikling, hvilke miljøkrav sektoren står overfor og tilgang på kapital i kapitalmarkedene. Økt knapphet på kapital har fått høy aktualitet i løpet av høsten De kvantitative måleparametrene som listes nedenfor bidrar til en beskrivelse av situasjonen før sammenslåingen og gir grunnlag for en fremtidig vurdering. Likevel vil ikke endringer i disse parametrene nødvendigvis indikere at det har funnet sted en strukturendring, ei heller si noe om årsaken til endringen. For eksempel vil ikke endring av leverandørindustriens omsetning fordelt på kundetyper nødvendigvis si noe om sammenslåingens effekt på leverandørindustrien. En kvalitativ vurdering vil derfor også være nødvendig når man vurderer om det har funnet sted strukturendringer og hva som er årsaken til dem. Formålet er å skape en referansesituasjon som kan brukes til å vurdere fremtidige strukturendringer i petroleumsvirksomheten, med hovedvekt på de som skyldes sammenslåingen av Statoil og Hydros petroleumsvirksomheter. I en fremtidig vurdering av hva som har ført til strukturendringer i norsk petroleumsvirksomhet vil det være viktig å skille mellom hva sammenslåingen har forårsaket og hva andre faktorer har forårsaket. Dersom man skal benytte rapporten som grunnlag for utforming av tiltak vil det være nødvendig, men krevende, å skille for eksempel betydningen av endringer i oljepris fra sammenslåingen for utviklingen av situasjonen til norsk leverandørindustri. En annen utfordring er at figurene i rapporten samlet gir et bilde av aktørene og verdiskaping i norsk petroleumsvirksomhet, men at de ikke måler utviklingen i utvinningstillatelsene. I denne sammenheng kan det nevnes at Olje- og energidepartementet og Oljedirektoratet i 2005 satte i gang et system for oppfølgingen av feltene i drift. Systemet fikk navnet PIAF (PrestasjonsIndikatorAnalyse for Felt) og har nå blitt gjennomført i tre år. Bakgrunnen for initiativet var myndighetenes ønske om mer systematisk oppfølging av hvordan operatørene og rettighetshaverne arbeider med å utvikle ressursene i og rundt felt i drift. PIAF gir en anledning til å vurdere utviklingen for hvert felt fra år til år med tanke på egne planer og tidligere års resultater. Resultater fra PIAF vil ikke bli presentert her, men data fra analysen kan ved en senere anledning brukes for å vurdere om og hvordan strukturendringer på norsk sokkel påvirker verdiskapingen i utvinningstillatelsene. 5

6 2.1 Figurer, tabeller og kvantitative parametere Figur 3.1 Årlig gjennomsnittlig oljepris (Brent) i US-dollar fra (Kilde: Platts) Figur 3.2 Utviklingen i norsk olje- og gassproduksjonen i perioden (Kilde: Olje- og energidepartementet) Figur 3.3 Historisk produksjon av olje og gass, og produksjonsprognose de neste årene (Kilde: Oljedirektoratet) Figur 3.4 Utlysning av areal fra (Kilde: Olje- og energidepartementet) Figur 3.5 Norsk kontinentalsokkel utvikling mot flere og mindre felt (Kilde: Oljedirektoratet) Figur 3.6 Investeringer (inkl. letekostnader) på norsk sokkel i perioden (Kilde: Statistisk sentralbyrå) Figur 3.7 Driftskostnader i mrd. kroner (2008-kroner) på norsk sokkel i perioden (Kilde: Olje- og energidepartementet og Oljedirektoratet) Figur 3.8 Enhetskostnader i norske kroner (2008-kroner) basert på Sm 3 oljeekvivalenter (Kilde: Oljedirektoratet) Tabell 4.1 Vesentlige reformer med betydninger for petroleumsvirksomheten (Kilde: Olje- og energidepartementet) Tabell 4.2 Sentrale oppkjøp og fusjoner , mellom selskaper på norsk sokkel (Kilde: Olje- og energidepartementet) Figur 4.1 Utvinningstillatelser tildelt i ordinære konsesjonsrunder fordelt på type selskap (Kilde: Oljedirektoratet) Figur 4.2 Antall tildelinger i modne områder og selskapstyper (Kilde: Oljedirektoratet) Figur 4.3 Pre- og rekvalifiseringer (Kilde: Oljedirektoratet) Figur 4.4 Andel reserver fordelt på type selskap (1997, 2002, 2007) (Kilde: Oljedirektoratet) Figur 4.5 Andel produksjon fordelt på type selskap (1997, 2002, 2007) (Kilde: Oljedirektoratet) Figur 4.6 Andel operatørskap fordelt på type selskap (1997, 2002, 2007) (Kilde: Oljedirektoratet) Figur 4.7 Andel investeringer fordelt på type selskap (1997, 2002, 2007) (Kilde: Oljedirektoratet) Figur 4.8 Kjøp og bytte av andeler (Kilde: Oljedirektoratet) Figur 4.9 Andel av kjøp og bytte av eierandeler på den norske kontinentalsokkelen fordelt på ulike selskapstyper (Kilde: Oljedirektoratet) Figur 4.10 Selskaper og antall utvinningstillatelser status (Kilde: Oljedirektoratet) Figur 4.11 Oversikt over Statoil, Hydro og SDØE sine andeler av gjenværende reserver og påviste ressurser (Kilde: Olje- og energidepartementet og Oljedirektoratet) Figur 4.12 Oversikt over Statoil og Hydros operatøransvar for gjenværende reserver og påviste ressurser (Kilde: Olje- og energidepartementet og Oljedirektoratet) Figur 4.13 Oversikt over Statoil og Hydros andel av total petroleumsproduksjon og operatørskap, i forhold til total petroleumsproduksjon (Kilde: Olje- og energidepartementet og Oljedirektoratet) Figur 4.14 Statoil, Hydro og SDØE sine deltakerandeler i de 20 største feltene og funnene på norsk sokkel (Kilde: Olje- og energidepartementet og Oljedirektoratet) 6

7 Figur 4.15 Statoil og Hydro sine forventede investeringer (ekskl. leting) sammenlignet med totalt investeringsnivå (Kilde: Olje- og energidepartementet og Oljedirektoratet) Figur 4.16 Fordeling av operatørskap for funn som forventes utbygd, rangert i forhold til utvinnbare ressurser (Kilde: Oljedirektoratet) Figur 4.17 Norske olje- og gassklynger (Kilde: Intsok) Figur 4.18 Utvikling i norske offshorebedrifters inntekter fra norske og utenlandske markeder, fra 1995 til 2007 (Kilde: SNF; Heum m.fl. 2006/ Menon) Figur 4.19 Utvikling i seks utenlandske regioners andel av samlet norsk utenlandsomsetning fra 1995 til 2007 (Kilde: SNF; Heum m.fl / Menon) Tabell 4.3 Anskaffelser Statoil og Hydro (mrd. kroner fakturert årlig) (Kilde: StatoilHydro) Tabell 4.4 Anskaffelser fordelt på norske/utenlandske leverandører basert på fakturaadresse (Kilde: StatoilHydro) Tabell 4.5 Anskaffelsenes andel av de totale investeringer/kostnader for StatoilHydro innenfor noen utvalgte grupper varer og tjenester (Kilde: Statoil 2008) Figur 4.25 Departementenes og Forskningsfondets andel av den totale forskningsfinansieringen i mill. kroner (Kilde: Norges forskningsråd) Figur 4.26 Bevilgninger til petroleumsforskning gjennom Norges forskningsråd (Kilde: Norges forskningsråd) Figur 4.27 Samlede FoU investeringer i perioden mellom 1997 og 2006 rapportert gjennom FoT-ordningen og oljepris (2006-kroner) (Kilde: Norges forskningsråd) Figur 4.28 Forholdet mellom FoU-midler investert internt i oljeselskapene og FoUmidler investert eksternt i andre forskningsmiljøer (Kilde: Norge forskningsråd) Figur 4.29 FoU-budsjett Statoil og Hydro (Kilde: StatoilHydro) Figur 4.30 Antall prosjekter per konsortiedeltaker i PETROMAKS i 2007 (Kilde: Norges forskningsråd) Figur 4.31 Antall løpende prosjekter i DEMO 2000 oljeselskapene deltar i (Kilde: Norges forskningsråd) Tabell 5.1 Oversikt over aktørene som har vært på møtet i forbindelse med prosjektet (Kilde: Olje- og energidepartementet) 7

8 3 Generelle utviklingstrekk Det finnes en rekke utviklingstrekk som påvirker strukturen i norsk petroleumsvirksomhet. Disse utviklingstrekkene vil i tillegg ha konsekvenser for hvilke effekter sammenslåingen av Statoil og Hydros petroleumsvirksomhet kan medføre. Oljeprisen og aktivitetsnivået har stor betydning for utviklingen av og strukturene i petroleumsnæringen. De siste ti årene har oljeprisen økt betydelig. Årlig gjennomsnitt for oljeprisen har steget fra 19 USD per fat olje i 1997 til 72 USD per fat olje i 2007, som vist i figur 3.1. I tillegg kan det nevnes at oljeprisen hadde en toppnotering på 143 USD per fat olje i juli Dette har naturlig nok ført til et høyt aktivitetsnivå i sektoren, og det har også blitt lønnsomt å utvikle tidligere ulønnsomme prosjekter. Samtidig har den høye aktiviteten ført til økte kostnader for varer og tjenester, samt forsinkelser i prosjektgjennomføring. Figur 3.1 Årlig gjennomsnittlig oljepris (Brent) i US-dollar fra 1997 til 2007 (Kilde: Platts) Oljeproduksjonen fra norsk sokkel har i første del av den siste tiårsperioden ligget på platå, med en topp i oljeproduksjonen i Oljeproduksjonen var i 2001 på 3,3, mill. fat per dag, mens den i 2007 sank til 2,2 mill. fat per dag. Prognosene tilsier at oljeproduksjon vil fortsette å synke i årene fremover. På den andre siden har gassproduksjonen i løpet av de ti siste årene blitt fordoblet, og Norge er i dag verdens tredje største eksportør av gass. Som vist i figur 3.2 utgjør gassproduksjonen en stadig større andel av total produksjon av petroleum på norsk sokkel og vil fortsette å gjøre det fremover, jf. figur

9 Mill. Sm 3 o.e Olje (inkl. NGL og kondensat) Gass Figur 3.2 Utviklingen i norsk olje- og gassproduksjonen i perioden (Kilde: Olje- og energidepartement) Figur 3.3 Historisk produksjon av olje og gass, og produksjonsprognose de neste årene (Kilde: Oljedirektoratet) Produksjonsutviklingen påvirkes av oljepris, investeringer og tilgjengelighet på varer og tjenester. Funn og tilgang på prospektivt leteareal er også svært viktige faktorer som vil påvirke hvordan næringen utvikler seg. Utvinningstillatelser som gir rett til å lete etter petroleum tildeles av myndighetene hovedsakelig i forbindelse med konsesjonsrunder. Omfanget av tildelingene har variert, se figur 3.4. Den første tildelingen var den klart mest omfattende og fant sted i Deretter fulgte flere år der kun mindre areal ble tildelt. De fire første rundene omfattet bare Nordsjøen. Fra og med den femte runden, som ble gjennomført i perioden , ble også deler av Norskehavet og Barentshavet åpnet for leteboring. Etter de ti første årene har hyppigheten av 9

10 1 runde 65 2 runde runde runde runde runde runde runde runde runde A + B runde A + B runde A + B runde runde runde 1996 Barentshavet 1997 NST runde 2000 NST-2000 (tildelt i00) NST-2001 (tildelt i02) 17 runde 2002 NST-2002 (tidelt 03) APA runde 2004 APA-2004 APA runde APA-2006 APA-2007 APA-2008 Areal (km2) Area (km2) konsesjonsrundene økt, samtidig som det har vært en betydelig økning i tildelt areal, antall blokker og antall utvinningstillatelser i hver runde. I tillegg er det tildelt mindre arealer utenom rundene, blant annet med den hensikt å få avklart ressurspotensialet i spesielle områder Announced, Utlyst, men but ikke not tildelt awarded areal area Awarded Tildelt seismisk seismic areal Awarded Tildelt areal area round 65 2 round 69 3 round 75 4 round 79 5 round 81 6 round 82 7 round 82 8 round 84 9 round round A + B round A + B round A + B round round round-1996 Barents Sea 1997 NST round-2000 NST-2000 (awarded 01) NST-2001 (awarded 02) 17 round NST-2002 (awarded 03) APA round APA-2004 APA round APA-2006 APA-2007 APA-2008 Figur 3.4 Utlysning av areal fra 1965 til 2008 (Kilde: Olje- og energidepartementet) Produksjonen på norsk sokkel fordeler seg på flere felt i dag enn den gjorde for ti år siden. Figur 3.5 illustrerer hvordan produksjonen fordeler seg på ulike felt i henholdsvis 1997 og Prognosene tilsier at fremtidig produksjon vil være fordelt på enda flere felt. Figur 3.5 Norsk kontinentalsokkel utvikling mot flere og mindre felt (Kilde: Oljedirektoratet) 10

11 Figur 3.6 viser investeringene på norsk sokkel i perioden Investeringsnivået har økt betydelig i perioden og reflekterer det høye aktivitets- og kostnadsnivået i næringen. Det har de siste årene vært et stramt marked med svært høy etterspørsel etter arbeidskraft og produkter. I 2007 utgjorde de samlede investeringene i olje- og gassvirksomheten 109,3 mrd. kroner. Dette er 13,6 mrd. kroner, eller 14,2 prosent høyere, enn i Økningen kommer innenfor investeringsområdene feltutbygging, felt i drift og leting, mens landvirksomhet og rørtransport viser nedgang. Vedvarende høy oljepris har bidratt til økt aktivitetsnivå og økt kostnadsnivå på norsk sokkel i Investeringsutgiftene til letevirksomheten endte i 2007 på 17,9 mrd. kroner, en økning på 6,2 milliarder fra året før. Det ble påbegynt 32 letebrønner i 2007, seks flere enn i Av 32 brønner var 20 undersøkelsesbrønner og 12 avgrensningsbrønner. Det ble gjort tolv nye funn 2007; åtte i Nordsjøen, tre i Norskehavet og ett i Barentshavet. Investeringene til feltutbygging i 2007 utgjorde 30,8 mrd. kroner. Dette er hele 9,4 mrd. kroner mer enn de endelige utbyggingsinvesteringene i I 2007 ble de største investeringene gjort på utbyggingsprosjektene Ormen Lange, Alvheim, Gjøa og Tyrihans. For felt i drift endte investeringene i 2007 på 46 mrd. kroner, en økning på 7 mrd. kroner sammenlignet med året før. Det var på feltene Ekofisk, Valhall, Troll og Snorre de største driftsinvesteringene ble utført i Investeringene i tilknytning til eksisterende infrastruktur er normalt den type oljeinvesteringer som raskest resulterer i produksjon og dermed inntekter. Vedvarende høy oljepris utløste flere slike prosjekter og fremskyndet allerede planlagte investeringer i driften. Produksjonsboring stod for over halvparten av investeringene til drift i Letekostnader Investeringer Figur 3.6 Investeringer (inkl. letekostnader) på norsk sokkel i perioden (Kilde: Statistisk sentralbyrå) Aktivitetsnivået og prisøkningene har også ført til en betydelig vekst i driftskostnadene for feltene på norsk sokkel jf. figur 3.7. Etterspørselen etter alt fra personell og tjenester til rigger og utstyr presser prisene opp. Driftskostnadene forventes også å øke med behovet for vedlikehold på installasjonene etter hvert som installasjonene blir eldre. 11

12 Figur 3.7 Driftskostnader i mrd. kroner (2008-kroner) på norsk sokkel i perioden (Kilde: Olje- og energidepartementet og Oljedirektoratet) Figur 3.8 Enhetskostnader i norske kroner (2008-kroner) basert på Sm 3 oljeekvivalenter (Kilde: Oljedirektoratet) Samtidig som de totale driftskostnadene øker viser det seg også at enhetskostnaden, definert som forholdet mellom driftskostnader og Sm 3 oljeekvivalenter, har økt fra 1997 til Figur 3.8 viser at enhetskostnadene i 2008-kroner basert på Sm 3 oljeekvivalenter var relativt stabile (om lag 120 kroner) fra 1997 til 2004, men etter 2004 har kostnadene økt betydelig, fra om lag 114 kroner per Sm 3 oljeekvivalent i 2004 til om lag 175 kroner per Sm 3 oljeekvivalent i Dette innebærer en reell kostnadsøkning med hensyn til enhetskostnader på over 50 prosent fra 2004 til

13 4 Referansesituasjonen ( ) I dette kapittelet beskrives viktige trekk ved utviklingen i petroleumsnæringen i perioden Formålet med å beskrive en referansesituasjon er å gi en kvalitativ og kvantitativ beskrivelse av situasjonen i næringen i denne perioden som et utgangspunkt for en systematisk vurdering av de endringene som vil finne sted i årene fremover. Prosjektet har valgt å beskrive en 10-årsperiode for å få frem viktige trekk ved dynamikken i næringen. Likevel er det situasjonen de siste 2-3 årene det er viktigst å sammenlikne utviklingen i forhold til. De kvalitative og kvantitative parametrene inngår i beskrivelsene i dette kapittelet. Referansesituasjonen er inndelt i følgende underkapitler: Beskrivelse av status for rettighetshavere og operatører på norsk sokkel Beskrivelse av status for leverandørindustrien Beskrivelse av status for forskningssektoren Innholdet i dette kapitlet er hovedsakelig basert på informasjon fra Olje- og energidepartementet, Oljedirektoratet, Norges forskningsråd (NFR), statistikk fra organisasjoner, forskningssentre, styringsgruppen for prosjektet og andre offentlige tilgjengelige kilder i tillegg til materiale fra StatoilHydro. 4.1 Beskrivelse av status for rettighetshavere og operatører på norsk sokkel Aktørstrukturen på norsk sokkel har gjennomgått omfattende endringer de siste årene. Endringene er delvis et resultat av eksterne faktorer, endringer i myndighetsstrukturen, endringer i sektorspesifikke rammebetingelser og mer selskapsspesifikke endringer. Endringene i rammebetingelsene omfatter endring i stemmereglene for lisenshavere, konsesjonsendringer, skatteendringer mv. I tabell 4.1 er viktige faktorer de siste årene nevnt. I beskrivelsen som følger er de generelle utviklingstrekkene kort skissert. Deretter beskrives strukturen i aktørbildet for operatører og rettighetshavere på norsk sokkel. Sammenslåingen av Statoil og Hydro markerer en vesentlig endring i aktørstrukturen og blir beskrevet til slutt. 13

14 4.1.1 Utvikling av rammebetingelsene Tabell 4.1 gir en kort oversikt over de mest vesentlige endringene de siste årene med betydning for norsk petroleumssektor. År Reform Formål Eksterne politiske faktorer 1994 EØS-avtalen av 1994 Tilpasse Norge til EUs indre marked Konsesjonsdirektivet innlemmet i EØS-avtalen med virkning fra 1. september 1995 Etablerer regler som blant annet skal sikre konkurransemessig like forhold i forbindelse med tildeling og bruk av tillatelser for 2002 Gassdirektivet av 1998 innlemmet i EØS-avtalen med virkning fra 1. januar 2002 undersøkelse etter og produksjon av petroleum. Skape større konkurranse i det europeiske gassmarkedet. Myndighetsstruktur 2001 Petoro Forvalte Statens direkte økonomiske engasjement i eget selskap som følge av delprivatisering av Statoil Gassco (Gassled) Sikre effektiv og ikke-diskrimerende drift av transportsystemer for naturgass til og fra norsk kontinentalsokkel, og samlet selskapsorganisering av gasstransport Petroleumstilsynet Rendyrke tilsynsrollen mht helse, miljø og sikkerhet på petroleumssektoren. Sektorspesifikke rammebetingelser 2003 Konsesjonstildelinger; ordinære runder, TFO og prekvalifisering Hyppigere tildeling av felt i umodne og modne områder for å øke utvinningstakten. Sikre en rask utforskning og sirkulasjon av tildelt areal Endringer i skattemodellen Bidra til mangfold og gi sterkere insentiver til økt letevirksomhet Refusjonsordning for letekostnader Gi sterkere insentiver til økt letevirksomhet Endring i arealavgiften Styrke incentivene til bedre ressursforvaltning i områder med manglende eller liten aktivitet Nytt felles konsesjonsverk for alle utvinningstillatelser Skape et enhetlig og transparent konsesjonsregelverk Kommersielle aktører Fusjoner (eks. Statoil og Hydro) Trekke ut stordriftsfordeler, minske risko, øke avkastninger og styrke ekspansjonsmulighetene Børsnotering av Statoil Gi selskapet tilsvarende rammevilkår som konkurrentene. Tabell 4.1 Vesentlige reformer og selskapsspesifikke endringer med betydninger for petroleumsvirksomheten (Kilde: Olje- og energidepartementet) Eksterne faktorer EUs konsesjonsdirektiv Norge signerte EØS-avtalen i Avtalen trådte i kraft 1. januar EUs konsesjonsdirektiv av 1994 ble innlemmet i EØS-avtalen med virkning fra 1. september Direktivet gjelder tildeling og bruk av utvinningstillatelser. Det innebærer blant annet at rettighetshavere som eies av staten med mer enn 50 pst. skal behandles på lik linje med ethvert annet selskap. 14

15 EUs gassdirektiv I 1998 vedtok EU gassdirektivet, som ble innført i norsk rett i 2002/2003. For oppstrømsvirksomheten innebærer gassdirektivet en plikt til å sikre gassprodusenter og kvalifiserte kunder adgang til rørledningene som transporterer produsert gass fra feltet til markedet. Samtidig med gjennomføringen av gassdirektivet i norsk rett ble GFU-ordningen (gassforhandlingsutvalget) avviklet. Eierskapet til alle ilandføringsrørledningene for gass på norsk kontinentalsokkel ble slått sammen i interessentskapet Gassled. Gassco ble etablert som operatør for Gassled med et særlig ansvar for å sikre nøytral og ikke-diskriminerende adgang til de norske oppstrømsrørledningene. Endringer i myndighetsstruktur Petroleumstilsynet Petroleumstilsynet ble etablert 1. januar 2004 som et selvstendig, statlig tilsynsorgan. Formålet var å få et klarere skille mellom tilsynsoppgaver og andre oppgaver som Oljedirektoratet drev med. Forut for etableringen av Petroleumstilsynet arbeidet Oljedirektoratet med tilsyn av sikkerhet og arbeidsmiljø i petroleumsvirksomheten, samtidig som de arbeidet for at Norge maksimerte sitt utbytte av petroleumsressurser. I dette kunne det ligge en potensiell rollekonflikt, som er søkt løst ved opprettelsen av et eget Petroleumstilsynet. I dag har Petroleumstilsynet myndighetsansvaret for teknisk og operasjonell sikkerhet, herunder beredskap, og arbeidsmiljø. Petroleumstilsynet er underlagt Arbeids- og inkluderingsdepartementet. Gassco og Gassled Gassco er i dag et statlig selskap som har ansvar for transport av gass fra den norske kontinentalsokkelen. Selskapet er operatør for Gassled. Gassco har ikke eierandeler i Gassled, men ivaretar operatørskapet på en nøytral og effektiv måte overfor eier og bruker. Gassled er den formelle eier av infrastrukturen forbundet med gasstransporten fra norsk sokkel og er et interessentskap som eies av olje- og gasselskapene på norsk sokkel. Petoro Selskapets formål er på vegne av staten å ha ansvaret for og ivareta de forretningsmessige forhold knyttet til statens direkte engasjement i petroleumsvirksomheten på norsk kontinentalsokkel og virksomhet knyttet til dette. En konsekvens av børsnoteringen av Statoil var at Statoil ikke lenger kunne forvalte Statens Direkte Økonomiske Engasjement (SDØE). Petoro AS ble derfor opprettet i 2001 som nytt statsaksjeselskap og med ansvar for å forvalte statens portefølje av utvinningstillatelser, rørledninger og landanlegg. Sektorspesifikke rammebetingelser Konsesjonstildelinger ordinære runder, TFO og prekvalifiseringer Fra omkring 2000 gjennomførte myndighetene flere tiltak for å øke antall selskaper på norsk sokkel. Markedsføringen av norsk sokkel ble intensivert og ordningen med prekvalifisering av selskaper ble innført. 3 Utviklingen skjøt fart da myndighetene gjennom TFO-ordningen 3 Oljeselskapene står fritt til å velge om de ønsker å prekvalifisere seg eller ikke. Ordningen er ikke beskrevet i lov eller forskrift, men omtalt i stortingsmeldinger. Prekvalifiseringsordningen skal gi nye selskaper et tilbud om evaluering av deres egnethet for deltakelse på norsk kontinentalsokkel før selskapene bruker ressurser på å vurdere konkrete forretningsmuligheter. Prekvalifiseringsprosessen kan også benyttes dersom myndighetene anser det nødvendig å foreta en re-kvalifisering av selskap som i dag er rettighetshavere på norsk sokkel. Departementet er ikke forpliktet til å tildele utvinningstillatelser/godkjenne overdragelser selv om et selskap er prekvalifisert. En endelig aksept av selskapet som rettighetshaver el. operatør vil foretas i tilknytning til en konkret søknad om tildeling av andel eller operatørskap i en utvinningstillatelse, eller ved samtykke til overdragelse. 15

16 (Tildeling i Forhåndsdefinerte Områder) fra 2003 gjennomførte årlige tildelinger av areal i modne områder på norsk sokkel. I de påfølgende TFO-rundene økte andelen av tildelinger til de nye selskapene på sokkelen. I TFO 2004 var andelen tildelte utvinningstillatelser til nye selskaper 38 av 79, i TFO av 74 og TFO av 122. Siden starten har antall søkere, antall utvinningstillatelser og areal økt for hver runde. Søknads- og tildelingsbildet synes nå å ha stabilisert seg på et jevnt, høyt nivå. Blant de nye selskapene er det et økende antall selskap med kort fartstid på norsk sokkel, og også en hel del nystartede selskap. Disse selskapene er spesielt sterkt representert i letefasen. I 2005 og 06 innførte myndighetene en refusjonsordning for letekostnader for norsk sokkel, som åpnet opp for større grad av lånefinansiert leting. Dette bidro ytterligere til å gjøre norsk sokkel attraktiv, spesielt for nye selskaper som ikke er i skatteposisjon. Tettere oppfølging av tildelt areal Som en konsekvens av de omfattende tildelingene av utvinningstillatelser og areal de siste årene, foretok myndighetene fra 2001 endringer i konsesjonsvilkårene for nye tillatelser for å sikre en rask utforskning og sirkulasjon av tildelt areal. Tidsfristene for å gjennomføre arbeidsprogrammene for de nye tillatelsene er generelt blitt strammet inn, og tilbakeleveringsbetingelsene er innskjerpet. Med de nye konsesjonsvilkårene sikrer myndighetene at areal ikke blir liggende uvirksomt, og at nye aktører får mulighet til å vurdere areal som tilbakeleveres. Arealavgiften Arealavgiftssystemet ble endret fra for å styrke arealavgiftens ressursforvaltningsfunksjon. Endringene innebærer en generell skjerpelse av avgiften pr. km 2, samt en raskere opptrapping. Det betales ikke avgift for arealer med produksjon eller aktiv letevirksomhet. Hensikten med endringen er igjen å hindre at areal innenfor utvinningstillatelsene blir liggende uvirksomt. Tredjeparts adgang til infrastruktur Olje- og energidepartementet utarbeidet i 2005 en Forskrift om andres bruk av innretninger som trådte i kraft 1. januar Formålet med forskriften er å stimulere til effektiv bruk av infrastrukturen på sokkelen og dermed gi rettighetshaverne bedre insentiver til å lete og bygge ut nye forekomster i nærheten av eksisterende infrastruktur. Stemmeregler i utvinningstillatelsene Prinsippene for utforming av den alminnelige stemmeregel i utvinningstillatelsen er ikke endret siden , men enkelte endringer har likevel kommet til. Prinsippene er som følger: Ingen skal ha beslutningsmyndighet alene Som hovedregel skal ingen ha vetorett Vedtak fattes ved en kombinasjon av antall rettighetshavere og størrelsen på deres andeler. 5 4 Prinsippene ble opprinnelig fastsatt i St.meld. nr. 73 ( ), der Statoils deltakerandel ble besluttet delt i en økonomisk andel til Statoil og en underliggende andel til staten (SDØE statens direkte økonomiske engasjement). 5 I grove trekk har den alminnelige stemmeregel etter dette og frem til i dag vært utformet slik: 2 rettighetshavere: Vedtak fattes ved enstemmighet 3 rettighetshavere: 2 med 50 pst. av deltakerinteressene 4 rettighetshavere: 3 med 50 pst. av deltakerinteressene 5 rettighetshavere: 3 med 50 pst. av deltakerinteressene 6 rettighetshavere: 4 med 50 pst. av deltakerinteressene 16

17 Stemmeregelen i utvinningstillatelser tildelt etter 1. september 1995 (i praksis fra og med 15. konsesjonsrunde) må utformes slik at StatoilHydro og Petoro ikke gis beslutningsmyndighet sammen. Videre skal Petoro ikke stemme ved valg av leverandører. I tillegg ble den såkalte generalforsamlingsklausulen etter 1. september 1995 erstattet med en vetorett for staten (Petoro). Denne innebærer at staten (Petoro) på visse vilkår (som er definert i konsesjonsdirektivet) kan nedlegge veto mot en beslutning som er fattet i interessentskapet. Gjennom endring av stemmereglene for de interessentskap der det sammenslåtte selskapet er rettighetshaver, har departementet søkt å sikre at alle rettighetshavere fortsatt vil ha mulighet til å påvirke beslutningsprosessene, også etter sammenslåingen. Dette gjelder uavhengig av størrelsen på den enkelte rettighetshavers deltakerandel. Vedtak i interessentskapet betinger at en kombinasjon av antall rettighetshavere og størrelsen på deres deltakerandel må stemme for en beslutning for å fatte vedtak. I mange interessentskap har antall deltakere gått ned fra fire til tre som følge av sammenslåingen. Samtidig ser vi at det sammenslåtte selskapet har fått en deltakerandel som er betydelig høyere enn 50 pst. i mange interessentskap. I mange av disse tilfellene har departementet valgt en løsning som gir det sammenslåtte selskapet en vetorett det vil si at en beslutning ikke kan fattes uten det sammenslåtte selskapets medvirkning. På den annen side er stemmeregelen utformet slik at det sammenslåtte selskapet ikke kan fatte noen beslutning uten at minst en av de øvrige rettighetshavere også stemmer for beslutningen. På denne måten ivaretas hensynet til balanse i de beslutninger som fattes, også der det sammenslåtte selskapet er blitt en dominerende rettighetshaver for så vidt gjelder størrelsen på deltakerandelen. Konsesjonsverk for utvinningstillatelser Konsesjonsverket for alle utvinningstillatelser på norsk kontinentalsokkel ble endret fra 1. januar Ett av vilkårene for tildeling av en utvinningstillatelse, er at rettighetshaverne inngår en avtale seg imellom - Avtale for petroleumsvirksomhet. Dette er en standardavtale med to vedlegg - Samarbeidsavtale og Regnskapsavtale. I Avtale for petroleumsvirksomhet inntas alle individualiserte vilkår for tillatelsen, slik som rettighetshavergruppens sammensetning, hvem som er operatør for interessentskapet, stemmeregler mv. Samarbeidsavtalen og Regnskapsavtalen er den samme for alle utvinningstillatelser. At konsesjonsverket er identisk for alle utvinningstillatelser fremmer transparens og forenkler beslutninger både mellom selskapene og mellom myndigheter og selskaper Operatører/rettighetshavere på norsk sokkel Som nevnt har aktørstrukturen på norsk sokkel gjennomgått betydelige endringer de siste årene. I tillegg til at dette delvis er et resultat av eksterne og petroleumspolitiske endringer, er det også et resultat av industrielle utviklingstrekk, som de mange sammenslåingene og fusjonene man så i petroleumsvirksomheten internasjonalt rundt årtusenskiftet. I tiden frem mot 2000 var norsk kontinentalsokkel dominert av Statoil, Norsk Hydro og de store internasjonale selskapene. I 1999 var det 12 operatører på sokkelen. I årene rundt 2000 var den internasjonale oljeindustrien preget av en bølge av fusjoner og oppkjøp. I 1998 fusjonerte BP og Amoco, og i 2000 slo Total/Fina og Elf seg sammen. I 1999 ble Saga Petroleum kjøpt opp av Norsk Hydro. Fusjonene ga seg også uttrykk i færre store internasjonale selskap på norsk sokkel. Sammenslåingen mellom Statoil og Hydros petroleumsvirksomhet hadde vært drøftet som en mulighet flere ganger, men skjedde først i Sentrale oppkjøp og fusjoner i perioden er vist i tabell

18 Sammenslått selskap År BP/Amoco 1998 Exxon/Mobil 1999 Total/Fina 1998 BP Amoco/Arco 1999 Norsk Hydro/Saga 1999 TotalFina/Elf 2000 Chevron/Texaco 2000 Shell/ Enterprise 2002 Talisman/Pertra 2005 Talisman/Paladin 2005 Endeavour Corp/OER Oil 2005 Noreco/Altinex 2007 DNO/Pertra (Det norske) 2007 Statoil/Hydro 2007 Tabell 4.2 Sentrale oppkjøp og fusjoner , mellom selskaper på norsk sokkel (Kilde: Olje- og energidepartementet) Etter årtusenskiftet har antallet aktører på norsk sokkel økt betydelig, ikke minst på grunn av den overfor nevnte innføringen av tildelinger av forhåndsdefinerte områder. Den kraftige økningen i oljeprisen etter 2000 var også en viktig grunn til den økte interessen. I sum har nesten 50 nye selskaper blitt prekvalifisert som operatører eller rettighetshavere siden år Bare i 2007 ble 13 selskaper prekvalifisert, enten som operatør eller som rettighetshaver. I juni 2008 var det ytterligere 13 selskaper under vurdering for prekvalifisering som enten rettighetshaver eller operatør. I den videre teksten vil definisjonen av store norske selskap, store internasjonale selskap og små og mellomstore selskap og nye selskap være definert på følgende vis: Store norske selskap: Norske selskaper med en markedspris på over 15 mrd. amerikanske dollar (USD) o Statoil, Hydro og SDØE*** Store internasjonale selskap: Selskaper med en markedspris på over 45 mrd. amerikanske dollar (USD). Alle relevante selskap var etablert på sokkelen før prekvalifiseringsordningen startet i o BP, Eni, ExxonMobil, Chevron-Texaco, ConocoPhillips, Shell, Total Små og mellomstore selskap: Internasjonale selskap med en markedspris under 45 mrd. USD og norske selskap med en markedspris under 15 mrd. USD. Små og mellomstore selskap som er blitt prekvalifisert etter 1999 et tatt med i gruppen nye selskap (se nedenfor). o AEDC, Amerada Hess, DNO**, Idemitsu, OMV Norge, Pelican*, Petro- Canada**, RWE Dea, Svenska Petroleum Exploration, Ugland Construction Company 18

19 Investeringer i mill NOK Antall Nye norske og internasjonale selskap: Selskap som er prekvalifisert etter 2000 (ingen selskap er "store internasjonale" eller "store norske" etter definisjonen lagt til grunn ovenfor). o Aker Exploration, Aker Maritime*, Altinex*, Anardarko, Bayerngas, BG Norge, Bridge Energy, Centrica, Concedo, Dana, DNO**, Det Norske Oljeselskap, Discover, DONG, E.ON Ruhrgas, Edison, Endeavour, Ener*, Enterprise*, Excel, Fareo Petroleum, Gaz de France, Genesis, Hunt Oil, Kerr- McGee*, Lasmo*, Lundin, Marathon, Marubeni, Maersk, Nexen, Noble, Noreco, OER*, OMV, Oranje Nassau, Paladin, PA Resources, Pertra*, Petro Canada**, Petrofac, PGNiG, Premier, Revus, Rocksource, Sagex, Serica Energy, Skagen 44, Sumitomo, Talisman, VNG, Wintershall * Selskaper som er blitt kjøpt opp, har lagt ned virksomheten eller har fusjonert med andre selskap ** Selskap som er blitt rekvalifisert etter 2000 *** SDØE er ikke et selskap, men har en estimert verdi 100 % 90 % 80 % 70 % 60 % 50 % % % 20 % 10 % 0 % runde 17. runde 18. runde 19. runde Store, norske selskap Store internasjonale selskap Store norske selskap Store utenlandske selskap Små og mellomstore selskap Nye selskap Små og mellomstore selskap Nye selskap Figur 4.1 Utvinningstillatelser tildelt i ordinære konsesjonsrunder fordelt på type selskap (Kilde: Oljedirektoratet) Figur 4.1 viser utvinningstillatelser tildelt i ordinære konsesjonsrunder fordelt på type selskap. Det fremgår klart av figuren at gruppen nye selskaper i de siste ordinære konsesjonsrundene har blitt tildelt et betydelig antall utvinningstillatelser. Dette gjelder særlig i runde 18 (i 2004) og runde 19 (i 2006). Et annet fremtredende trekk som illustreres av figuren er at antallet tildelinger til store internasjonale selskap i de ordinære rundene er redusert, samt at vi ser en fremvekst av tildelinger til små og mellomstore selskap som også før 1999 var på norsk sokkel. 19

20 Investeringer i mill NOK Antall utvinningstillatelser % % % % % % 40 % % % % 0 % Store, norske selskap Store norske Store selskap selskap Store utenlandske Små og mellomstore selskap selskap Små og mellomstore Nye selskap selskap Nye selskap Figur 4.2 Antall tildelinger i modne områder og selskapstyper (Kilde: Oljedirektoratet) Figur 4.2 viser antall tildelinger fordelt på selskapstyper gjennom TFO-runder i modne områder. Som figuren viser er det særlig i disse tildelingsrundene at nye selskap har fått betydelig innpass på norsk sokkel. Også såkalte små og mellomstore selskap har fått økt antall tildelinger i disse rundene, mens antall tildelinger til store norske selskap har variert og antall tildelinger til store internasjonale selskap har blitt redusert. Figuren illustrerer tydelig at den store interessen for leting og utvinning i såkalte modne områder kommer fra nye selskap og fra små og mellomstore selskap. Fra ordningen med prekvalifisering ble innført i år 2000 og frem til utgangen av 2007, har myndighetene gjennomført 71 pre-/rekvalifiseringer av selskaper som ønsker å være rettighetshavere og/eller operatør på norsk sokkel 6. Figur 4.3 viser antallet pre- /rekvalifiseringer fra 2000 til Et selskap kan søke om prekvalifisering som henholdsvis rettighetshaver eller operatør i flere omganger. Enkelte selskaper vil også forsvinne fra norsk sokkel, enten gjennom oppkjøp/fusjoner eller ved at de trekker seg ut fra norsk sokkel. 20

21 Investeringer i mill NOK Antall pre-/rekvalifiseringer Number of pre- and requalifications Rettighetshaver Licensee Figur 4.3 Pre- og rekvalifiseringer (Kilde: Oljedirektoratet) Operatør Operator De fire neste figurene illustrerer reserver, produksjon, operatørskap og investeringer fordelt på de samme selskapskategoriene. 100 % 100 % 90 % 90 % 80 % 80 % 70 % 70 % 60 % 60 % 50 % 50 % 40 % 40 % 30 % 30 % 20 % 20 % 10 % 10 % 0 % 0 % Store norske selskap Store utenlandske selskap Små og mellomstore selskap Nye selskap Figur 4.4 Andel reserver fordelt på type selskap (1997, 2002, 2007) (Kilde: Oljedirektoratet) Figur 4.4 viser utviklingen i andel reserver fordelt på type selskap. Reservene til store norske selskap har økt noe frem til 2002, og tilsvarende ser man en betydelig reduksjon i små og mellomstore selskapers andel av reservene. Andelen til store utenlandske selskap har vært forholdsvis stabil. Vi ser også at nye selskap har kommet til. 21

22 Investeringer i mill NOK Antall operatørskap Investeringer i mill NOK 100 % 100 % 90 % 90 % 80 % 80 % 70 % 70 % 60 % 60 % 50 % 50 % 40 % 40 % 30 % 30 % 20 % 2010 %% 10 0 %% 0 % Store norske selskap Store utenlandske selskap Små og mellomstore selskap Nye selskap Figur 4.5 Andel produksjon fordelt på type selskap (1997, 2002, 2007) (Kilde: Oljedirektoratet) Figur 4.5 viser utviklingen i andel av produksjonen fordelt på type selskap. Den viser at store norske selskapers andel av produksjon er relativt stabil, og at store internasjonale selskapers andel av produksjonen har økt. Selv om det har kommet til et stort antall nye aktører på sokkelen innenfor kategorien små og mellomstore selskaper, så vises dette ikke igjen i økt produksjonsandel. 100 % %% 9080 %% % % 70 % 60 % 60 % 50 % 50 % 40 % 40 % 30 % 30 % 20 % 20 % 10 % 10 % 0 0 % % Store norske Store selskap norske selskap Store utenlandske Store utenlandske selskap selskap Små og Små mellomstore og mellomstore selskap selskap Nye selskap Nye selskap Figur 4.6 Andel operatørskap fordelt på type selskap (1997, 2002, 2007) (Kilde: Oljedirektoratet) 22

23 Investeringer i mill NOK Figur 4.6 viser andel operatørskap fordelt på type selskap. Som figuren viser har antall operatørskap økt betydelig. Mange nye tildelinger, spesielt i TPA-rundene er en viktig årsak til dette. I tillegg ser man at andelen operatørskap for store norske selskap er relativt jevn. Det mest markante utviklingstrekket er at andelen og antallet operatørskap til store internasjonale selskap har minsket, mens både andelen og antallet har økt betydelig for nye (små og mellomstore) selskap. 100 % 90 % 80 % 70 % 60 % 50 % 40 % 30 % 20 % 10 % 0 % Store norske selskap Store utenlandske selskap Små og mellomstore selskap Nye selskap Figur 4.7 Andel investeringer fordelt på type selskap (1997, 2002, 2007) (Kilde: Oljedirektoratet) Figur 4.7 viser andel investeringer fordelt på type selskap. Investeringene for store norske selskap ser ut til å gå noe ned, mens andelen investeringer fra internasjonale store selskap økte noe frem til 2002 og har siden blitt noe redusert. Andelen investeringer fra små og mellomstore selskaper gikk noe ned i perioden 1997 til 2002, men har sammen med investeringer fra nye selskaper økt igjen til Samlet viser figurene at andelene investeringer, operatørskap, reserver og produksjon for store norske selskap har vært relativt jevn de siste ti årene. Mens vi har sett en økning i nye små og mellomstore selskapers andel for investeringer og operatørskap, gjenspeiles denne økningen foreløpig ikke i andel reserver og produksjon. Det omvendte gjelder for store internasjonale selskaper. Dette kan ha sammenheng med at det er krevende finansielt og tidsmessig å komme i produksjon, samt at de store internasjonale selskapene investerer i større felt og derved har større andel av reservene. 23

24 Figur 4.8 Kjøp og bytte av andeler (Kilde: Oljedirektoratet) Generelt er det regnet som positivt at selskaper bytter og selger andeler, ettersom dette bidrar til at aktører ikke sitter med uvirksomt areal. Større tilgang på nytt areal og flere selskaper som rettighetshavere på norsk kontinentalsokkel kan ha ført til større sirkulasjon i andelsmarkedet. Stort sett viser tallene at det er sammenheng mellom kjøp og bytte av andeler og oljeprisen. Likevel viser figur 4.8 at kjøp og bytte av andeler er noe redusert de siste tre årene. Figur 4.9 Andel av kjøp og bytte av eierandeler på den norske kontinentalsokkelen fordelt på ulike selskapstyper (Kilde: Oljedirektoratet) Etter 1999 har de nye selskapene stått for en stadig økende andel av kjøp eller bytte i andelsmarkedet, som vist i figur 4.9. Gitt at bytte og salg skjer mellom aktører i samme kategori vil dette ikke i seg selv påvirke aktørbildet. På den annen side kan det påvirke aktørbildet i enkelte områder, for eksempel ved at enkelte områder domineres av en kategori selskaper. 24

25 STATOILHYDRO ASA PETORO TOTAL E&P NORGE ENI NORGE EXXON MO TALISMAN ENERGY REVUS ENERGY ASA CONOCOPHILLIPS SKANDINAVIA DONG E&P NORGE GAZ DE FRANCE RWE-DEA NORGE SHELL NORGE NOIL ENERGY ASA LUNDIN NORWAY BG NORGE NORECO ASA DET NORSKE ENDEAVOUR ENERGY NORGE MARATHON N IDEMITSU PETRO-CANADA NORGE AS RUHRGAS NO BP NORGE HESS NORGE AS PA RESOURCES NORWAY AS ALTINEX OIL NORWAY PREMIER OIL NORGE CHEVRON NORGE FAROE PETROLEUM NORGE AS WINTERSHALL NORGE AS CENTRICA RESOURCES NORGE AS DANA PETROLEUM NORWAY MAERSK OIL NORWAY AS NEXEN EXPLORATION NORGE AKER EXPLORATION AS BAYERNGAS NORGE EDISON INTERNATIONAL SPAB BRIDGE ENERGY AS OMV NORGE AS VNG NORGE AS DISCOVER PETROLEUM NOBLE ENERGY NORGE PGNIG NORWAY GENESIS PETROLEUM NORWAY ROCKSOURCE ASA SAGEX PETROLEUM NORGE SERICA ENERGY AEDC CONCEDO ASA Number of licenses Sammenslåingen mellom Statoil og Hydros petroleumsvirksomhet Sammenslåingen av Statoil og Hydros petroleumsvirksomhet i 2007 markerte en ny fase for strukturutviklingen på norsk sokkel. Da de to største aktørene på norsk sokkel gikk sammen i ett selskap ble også de to viktigste utredningsmiljøene slått sammen. I interessentskapene i store olje- og gassfelt har Statoil og Hydro samarbeidet og utfordret hverandre. Historisk har ulike vurderinger i de to selskapene knyttet til blant annet utvinningsstrategier og utbyggingsog transportløsninger vært viktige for verdiskapingen på sokkelen. I St.prp. 60 ( ) blir en rekke sentrale konsekvenser av sammenslåingen mellom Statoil og Hydro omtalt. Under følger flere kvantitative parametere som er gjengitt i denne proposisjonen Figur 4.10 Selskaper og antall utvinningstillatelser status (Kilde: Oljedirektoratet) Figur 4.10 viser hvor mange utvinningstillatelser hver enkelt rettighetshaver på norsk sokkel har deltakerandeler i. StatoilHydro er i en særstilling sammenliknet med de andre aktørene med deltakelse i 313 utvinningstillatelser, sammenliknet med andre store operatører som Total med deltakelse i 71 utvinningstillatelser, ENI Norge 49 og ExxonMobil med 47. Det sammenslåtte selskapet vil disponere over 1/3 av de gjenværende påviste petroleumsressursene, som vist i figur Videre viser figur 4.11 at det sammenslåtte selskapet i 2007 disponerte over en andel på om lag 30 prosent av de påviste oljeressursene og 40 prosent av de påviste gassressursene. Frem mot 2020 antas andelen av oljeressurser som selskapet disponerer over synke til om lag 20 prosent, mens andelen av gassressursene som selskapet disponerer over kun synker til litt i underkant av 40 prosent jf St.prp. nr. 60 ( ). Dette vil i sum medføre at det sammenslåtte selskapet over tid vil disponere over en lavere andel av ressursene enn i dag. Resultatene fra letevirksomheten er ikke inkludert i disse prognosene, men vil på sikt påvirke fordelingen. 25

26 Figur 4.11 Oversikt over Statoil, Hydro og SDØE sine andeler av gjenværende reserver og påviste ressurser (Kilde: Olje- og energidepartementet og Oljedirektoratet) Det sammenslåtte selskapet vil være operatør for om lag 80 prosent av produksjonen og om lag 70 prosent av gjenværende reserver og påviste ressurser, som vist i figur 4.11 og figur Figur 4.12 Oversikt over Statoil og Hydros operatøransvar for gjenværende reserver og påviste ressurser (Kilde: Olje- og energidepartementet og Oljedirektoratet) Operatøransvar er viktig fordi det er operatøren som er hovedansvarlig for utbygging, drift og videreutvikling av feltet. Derfor er det også operatøren som opparbeider seg størst kunnskap om feltet og som øker sin egen kompetansebase. Rollen gir altså stor innflytelse på aktiviteter knyttet til utredning, utbygging og drift, og derved også innflytelse på leverandør- og forskningsaktiviteter. Figur 4.13 gir en indikasjon på at operatørskapet til StatoilHydro antas å følge den estimerte produksjonsprofilen innenfor petroleumssektoren i Norge. 26

27 Figur 4.13 Oversikt over Statoil og Hydros andel av total petroleumsproduksjon og operatørskap, i forhold til total petroleumsproduksjon (Kilde: Olje- og energidepartementet og Oljedirektoratet) Det sammenslåtte selskapet vil ha en betydelig deltakerandel i de fleste store feltene, som vist i figur Som redegjort for i St.prp. 60 ( ) varierer likevel det sammenslåtte selskapets posisjon i forhold til ulike områder av norsk sokkel. For eksempel har det sammenslåtte selskapet mange deltakerandeler og operatørskap i nordlige del av Nordsjøen, mens flere andre aktører er mer tilstedeværende i Norskehavet. Figur 4.14 Statoil, Hydro og SDØE sine deltakerandeler i de 20 største feltene og funnene på norsk sokkel (Kilde: Olje- og energidepartementet/ Oljedirektoratet) 27

28 Det er flere forhold som taler for mulig økt mangfold i årene som kommer. I perioden vil det sammenslåtte selskapet stå for i underkant av 30 prosent av de totale investeringene på sokkelen, jf. figur Figur 4.15 Statoil og Hydro sine forventede investeringer (ekskl. leting) sammenlignet med totalt investeringsnivå (Kilde: Olje- og energidepartementet og Oljedirektoratet) Det avtegner seg et mer nyansert aktørbilde når det kommer til utbygging av nye felt. De største funnene som i dag ikke er bygd ut (Viktoria, Onyx mfl) eller som er under utbygging (Skarv mfl), opereres av andre selskaper enn Statoil og Hydro, som vist i figur Figur 4.16 Fordeling av operatørskap for funn som forventes utbygd, rangert i forhold til utvinnbare ressurser (Kilde: Oljedirektoratet) 28

29 4.2 Norsk leverandørindustri Utvikling av norsk leverandørindustri Oppbyggingen av en konkurransedyktig norsk leverandørindustri er blant annet et resultat av en bred enighet om at olje- og gassressursene på norsk sokkel skulle lede til industriell utvikling i Norge. Den industrielle kompetansen som eksisterte i Norge innenfor prosessindustrien og skipsverftene, samt kompetansen opparbeidet innen vannkraft, skapte et godt utgangspunkt for byggingen av en ny industri. Norske myndigheter ga sin støtte til at kompetanse kunne overføres fra internasjonale oljeselskaper med oppstrømsaktiviteter i Norge til norske olje- og gasselskaper. Andre elementer i den norske petroleumspolitikken var at operatørene måtte inkludere norsk leverandørindustri i anbudskonkurranser gitt at de kunne konkurrere på kvalitet og pris. At norske selskaper fikk anledning til å konkurrere om oppdrag på norsk sokkel førte til at norske industri- og forskningsmiljøer kunne utvikle egen teknologi tilpasset de utfordringer prosjekter på sokkelen representerte. Denne utviklingen bidro til at norsk leverandørindustri ble konkurransedyktig basert på egen kompetanse og teknologi. I oppbyggingen av leverandørindustrien har myndighetene vært opptatt av at verdiskapingen skulle skje i Norge, fremfor at eierskapet skulle være norsk. Det viktigste formålet har vært å bygge opp industri- og forskningsmiljøer for å styrke verdiskapingen. Med norsk leverandørindustri mener man i denne sammenheng en bedrift der verdiskapingen i hovedsak kan sies å finne sted i Norge. Det finnes mange eksempler på bedrifter som møter dette kriteriet, men der eierskapet i større eller mindre grad ivaretas utenfor Norge. I tillegg til samarbeidet med de internasjonale selskapene, har samspillet med de norske oljeselskapene vært viktig. De norske oljeselskapene hadde ulike strategier, erfaringer og teknologier som ledet til at ulike kontraktsstrategier, utbyggingsløsninger og leverandører ble valgt i forbindelse med prosjektgjennomføring på norsk sokkel. Som et resultat av sterk kostnadsvekst og fall i oljeprisene gjennomgikk norsk leverandørindustri store endringer på 1990-tallet. Disse var blant annet knyttet til økt fokus på kostnader og endringer i rammebetingelsene. Myndighetene tok i 1993 initiativet til en prosess for å videreutvikle kontinentalsokkelens konkurranseposisjon, den såkalte Norsokprosessen. Dette ga opphav til at stiftelsen INTSOK ble etablert i 1997 med en ambisjon om å bidra til at norsk leverandørindustri skulle oppnå markedsandeler internasjonalt. INTSOK er et eksempel på samarbeid mellom norske myndigheter og industri, ettersom de er finansiert over Olje- og energidepartementets budsjett og gjennom medlemskontingent fra medlemsselskapene. Et mål i olje- og gasspolitikken har vært å videreutvikle en internasjonalt konkurransedyktig leverandørindustri som kan sikre en langsiktig verdiskaping i Norge. Et viktig fundament for internasjonaliseringen har vært eksistensen av et norsk hjemmemarked med et jevnt aktivitetsnivå og krevende kunder. Mange av norske leverandørbedrifter har i dag økende grad internasjonalisert sin virksomhet. Flere disse har erfart at det er et fortrinn i den internasjonale konkurransen at de er kjent med internasjonale og norske oljeselskaper gjennom aktiviteter på norsk sokkel. På flere områder er norske leverandører i dag blant de ledende i verden. Spesielt gjelder dette innen seismikk, boreutstyr, undervannsanlegg og flytende produksjonsløsninger. Analyseselskapet Menon Business Economics anslo i en undersøkelse fra oktober 2008 at norsk petroleumsrettet leverandørindustri har doblet sin 29

30 utenlandsomsetning fra 47 til 95 mrd. kroner fra 2005 til Dette er svært høye tall for en liten nasjon som Norge som forteller at vi har bygget opp betydelig kompetanse, teknologi og konkurransekraft i løpet av landets 40 år lange petroleumvirksomhet Omsetningen i leverandørindustrien Menon (2008) anslo den totale omsetningen i leverandørindustrien relatert til petroleumsutvinning i 2007 til ca 195 mrd. kroner. Dette tilsvarer en vekst på nesten 100 pst. fra Utenlandsomsetning i løpende mrd. NOK 80 Omsetning i norsk marked. Mrd NOK Figur 4.18 Utvikling i norske offshorebedrifters inntekter fra norske og utenlandske markeder, fra 1995 til 2007 (Kilde: SNF; Heum m.fl / Menon) Utenlandsomsetningen utgjør ifølge Menon ca halvparten av leverandørindustriens totale omsetning på 195 mrd. kroner. Det er imidlertid viktig å huske at en stor del av denne veksten skyldes kostnadsvekst i næringen (anslag helt opp til 50 pst.). 60 % 50 % % 30 % 20 % 10 % 0 % Brasil, Venezuela og Mexico Angola, Nigeria og resten av Vest-Afrika Russland, Aserbadsjan og Kasakhstan USA og Canada UK og Nordsjøen utenom norsk sokkel Sørøst-Asia, Kina, India og Australia Figur 4.19 Utvikling i seks utenlandske regioners andel av samlet norsk utenlandsomsetning fra 1995 til 2007 (Kilde: SNF; Heum m.fl / Menon) 30

31 De globale investeringene i petroleumssektoren er enorme. Menon anslår totalmarkedet offshore til ca mrd. kroner i Norsk sokkel sto for nesten 10 pst. av det globale offshoremarkedet i 2007 og investeringene har vokst kraftig de siste årene. Dette gjør norsk sokkel til det nest største offshoremarkedet i verden, etter den amerikanske delen av Mexicogulfen Sysselsetting, lokalisering og ringvirkninger I en studie fra 2007 anslår Institutt for Samfunns- og Næringslivsforskning (SNF) at det eksisterer 972 foretak med 1416 ulike enheter som leverer spesialtilpassede tjenester og produkter til petroleumssektoren (se SNF 2007). Etter SNFs beregninger var sysselsettingen i norsk petroleumsrelatert leverandørindustri sommeren 2007 på ca personer. Tallet for hvor mange årsverk som leverte til olje- og gassvirksomheten er på ca Dette er nesten flere årsverk enn i Tall fra SSB fra oktober 2008 forteller at det ved utgangen av 2007 arbeidet ca personer i oljeselskapene 7 slik at det totale antallet ansatte i næringen i henhold til disse definisjonene kan anslås til personer. Leverandørbedriftene er lokalisert i alle landets fylker, og næringen preges av regional spesialisering og klyngedannelser. Rogaland og Stavanger-regionen har stått for pst. av sysselsettingen i næringen. Det har de siste årene foregått en økning i aktivitetene i andre regioner, noe som har bidratt til at Rogaland og Stavanger-regionen har redusert sin relative andel av den totale sysselsettingen. Aktivitetene har økt kraftig i Akershus og Buskerud. Denne fremgangen kan først og fremst tilskrives fremveksten av undervannsteknologisegmentet og den betydning bedrifter i Bærum, Asker, Drammen og Kongsberg har hatt for denne utviklingen. Tilsvarende har utstyrsleverandører på Sørlandet opplevd stor vekst i omsetning og sysselsetting de seneste årene. Leverandørbedriftene som inngår i NODE-nettverket på Sørlandet økte for eksempel sine ordrereserver fra 2,5 mrd. kroner i 2005 til 60 mrd. kroner i 2007 og er verdensledende med markedsandeler på over 90 prosent av leveranser innen enkelte områder som offshoreboring, laste/losse- og forankringssystemer. Hordaland og Bergensregionen synes å beholde sin posisjon, og man kan se en økning i aktivitetsnivået for fylker som Møre og Romsdal og Sør-Trøndelag. Også Nordland har opplevd en relativ forbedring av sin posisjon, men jo lenger nord i landet vi beveger oss, jo færre spesialiserte leverandørbedrifter er det. Analyser av utbyggingsprosjekt i Nordsjøen og Norskehavet viser at ca 60 pst. av alle leveranser til feltutbygginger er norske. 8 For enkelte utbyggingsoppgaver knyttet til boreoperasjoner og installasjoner under vann er den norske andelen betydelig høyere gjerne over 80 pst., mens for rørledninger lavere; under 60 pst. Et gjennomsnitt på 60 pst. synes likevel å være et gjennomgående mønster. Ringvirkningsanalyser (Norut 2008) viser at relevant lokal og regional kompetanse og entreprenør- og innovasjonsevne er blant de viktigste faktorene for å skape lokale og regionale ringvirkninger. Petroleumsvirksomheten gir best lokale og regionale 7 8 Notat statistisk Sentralbyrå 1.oktober 2008, Sysselsatte i petroleumsnæringene : Petroleumsnæringen er her definert som oljeselskapene samt enkelte bedrifter innen rørtransport og andre tjenester (iht. SSB s standard for næringsgruppering SN2001). Basert på anslag fra Olje- og energidepartementet. 31

32 sysselsettingseffekter når leverandørindustrien flytter eller allerede er etablert der virksomheten er. Det tar tid å bygge opp nødvendig kompetanse for å unngå en kortvarig boom and bust-effekt for distriktene. Likevel viser følgeforskningen (se Norut 2008) fra Snøhvit at selv om de regionale leveransene til utbyggingen var relativt beskjedne, har aktiviteten hatt betydelige positive effekter for Hammerfest kommune. Den negative utviklingen i kommunen har snudd og man har de siste 4 årene hatt en sterk sysselsettingsvekst, økning i boligpriser, en generell aktivitetsøkning i bedrifter og langt flere unge som ser for seg en fremtid i Finnmark Strukturen i leverandørindustrien Figur 4.17 Norske olje- og gassklynger (Kilde: Intsok) Den norske leverandørindustrien består av en heterogen mengde bedrifter som driver virksomhet innenfor de fleste ledd av verdikjeden fra letevirksomhet og utbygging til produksjon og avslutning. Det er stor bredde i den erfaring og kompetanse som industrien innehar, noe som reflekterer at leverandørindustrien i stor grad er blitt en moden industri. Konkurransekraften til norsk leverandørindustri henger sammen med flere forhold, blant annet aktivitetsnivå på norsk sokkel, teknologiutvikling, kostnadsstruktur, internasjonale etterspørselsimpulser samt etablerte samarbeidsformer innenfor industrien. Den flate lønnsstrukturen i Norge og erfaringene med teknologisk krevende utbygginger, innebærer at norsk leverandørindustri i økende grad er konkurransedyktig i segmenter der verdiskapningen fra humankapitalen er høy. De store norske leverandørbedriftene har i økende grad fokus på styring av leveransekjeden for blant annet å sikre konkurransekraft basert på kostnadseffektiv fabrikasjon i utlandet. Det eksisterer også et større antall små og mellomstore leverandørbedrifter som kan tilby mer spesialiserte nisjeprodukter og -tjenester. Mange av disse bedriftene har hatt mindre direkte 32